南方电网自动电压控制(AVC)技术规范(试行)

自动电压控制（AVC）技术规范
（试行）
Technical specification for Automatic Voltage Control（AVC）
目次
前言 (I)
1.适用范围 (1)
2.规范性引用文件 (1)
3.术语及定义 (1)
4。

基本要求 (2)
5.调度AVC主站 (2)
5.1 建模维护 (2)
5。

2 控制区域划分 (2)
5.3 运行监视 (3)
5。

4 电压计划曲线 (3)
5。

5 无功电压控制 (4)
6。

电厂AVC子站 (10)
6。

1 控制模式 (10)
6.2 控制方式 (10)
6.3 电厂子站系统设计要求 (10)
6。

4 电厂子站系统信息要求 (12)
6.5 调度主站信息交互要求 (13)
6。

6 运行逻辑 (14)
6。

7 方式切换 (14)
6。

8 异常响应 (15)
6。

9 安全约束条件 (16)
6。

10 调节性能要求 (16)
6。

11 电厂子站系统接口规范 (17)
6。

12 设备配置安装要求 (18)
6。

13 设备运行条件 (18)
6。

14 AVC子站系统性能指标 (19)
7。

变电站AVC控制 (20)
7.1 集中控制模式 (20)
7.2 分散控制模式 (20)
8.附录 (1)
附录A （资料性附录) AVC闭锁总信号接入要求 (1)
附录B （规范性附录）地区AVC无功备用统计方法 ....................... 错误!未定义书签。

附录C （规范性附录）中调AVC无功备用统计方法 (9)
前言
为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，完善调度自动化专业标准体系，规范和指导南方电网自动电压控制（A VC）现有功能的完善,制定本规范.
本规范是在参照国家标准、行业标准及相关技术规范、规定，并考虑南方电网实际运行要求而提出。

本规范作为南方电网A VC系统的技术性指导文件，对软件的功能和性能均提出了具体的技术要求。

本规范的各章节是实质性内容，附录是资料性内容。

本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。

本规范由中国南方电网系统运行部提出、归口管理和负责解释。

本规范起草单位：中国南方电网公司系统运行部.
本规范参加单位：广东电网系统运行部、广西电网系统运行部、云南电网系统运行部、贵州电网系统运行部、海南电网系统运行部、广州供电局系统运行部、深圳供电局系统运行部。

本规范主要起草人：顾慧杰、李智欢、郭文鑫、韦昌福、赵川、覃海、付艳兰、刘有志、余立武。

中国南方电网自动电压控制(A VC）技术规范
1. 适用范围
本规范规定了南方电网自动电压控制（A VC）功能及性能等方面的要求，适用于南方电网各级调度机构及其直接调度管辖的电厂新（改、扩）建A VC技术装备的设计、建设、验收、及运行。

2. 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。

凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

SD 325—89 电力系统电压和无功电力技术导则
电力系统电压和无功电力管理条例
SD 131—84 电力系统技术导则
GB 12326—2000 电能质量、电压波动和闪变
GB 156-93 标准电压
DL/T 572—95 电力变压器运行规程
DL/T 574-95 有载分接开关运行维修导则
IEC 61970 EMSAPI–301部分公用信息模型(CIM)
IEC 61970 EMSAPI–303部分SCADA
中国南方电网调度自动化管理规定
DL634.5.101—2002 远方协议南方电网实施细则
DL634.5。

104—2002 远方协议南方电网实施细则按照南网统一标准修改
3. 术语及定义
3。

1 自动电压控制（Automatic Voltage Control，简称A VC）
自动电压控制,是指以电网调度自动化系统的SCADA系统为基础，以对电网发电机无功功率、并联补偿设备和变压器有载分接头等无功电压调节设备进行自动调节，实现电网电压和无功功率分布满足电网安全、稳定、经济运行为目标的电网调度自动化系统的应用模块或独立子系统,也简称为A VQC，即自动电压无功控制也简称为AVQC,即自动无功电压控制。

3.2 自动励磁调节器（Automatic V oltage Regulator,简称A VR)
自动励磁调节器是为了提高电力系统稳态和动态性能，对同步发电机、同步调相机和大型同步电动机的励磁进行自动调节的装置。

在正常运行工况下,维持发电机机端电压在给定水平,即起调压作用。

4. 基本要求
4。

1 A VC应符合国家有关技术标准和行业标准，满足电力二次系统安全防护规范的要求.
4.2 A VC应满足南方电网一体化智能运行系统(OS2）的相关技术规范要求.
4.3 A VC应实现对各控制区域母线电压和关口无功（功率因数）控制,控制目标的实现必须满足电网安全稳定运行的前提.
4.4 A VC必须保证用于闭环控制数据的完整性和准确性，必须保证AVC子站和主站数据的一致性,必须保证控制指令和动作行为的安全性、稳定性和可靠性。

4。

5 A VC应确保连续、稳定运行，各功能模块必须在指定的周期内有序地完成闭环控制的全部过程,保证闭环控制的实时性和有效性。

4.6 A VC应满足与各相关系统间的互联要求，其结构设计应注重系统的可维护性，并提供系统自身运行状态的实时监视信息。

4。

7 A VC适用于电网稳态下的电压自动控制,在电网事故或异常情况下，必要时闭锁或退出
A VC控制。

5. 调度AVC主站
5.1 建模维护
a)能够直接或以符合IEC 61970标准的接口方式从EMS系统获取电网网络模型,A VC
功能所使用的电网网络模型必须与电网分析的网络模型一致；
b)能够依据网络模型描述的设备关系，自动导入、关联由SCADA系统提供用于A VC
控制所必需的量测和保护信息；
c)具备自动生成A VC所需厂站模型、数据以及相关画面的建模功能；
d)能够按照规则自动生成电压考核点和功率因数考核点,并可人工修改;
e)支持定义分时段主变无功（功率因数）、母线电压的运行限值，时段数应满足96
段；
f)具备离线建立A VC控制模型的功能,建模过程不影响A VC的实时控制。

具备控制
模型、控制参数的校核功能，确保模型和参数的正确性.禁止发布未通过校核的模型与参数;
g)能够方便设置A VC各项参数，可以方便修改设备安全控制策略。

5.2 控制区域划分
a)A VC能够按照无功电压解耦的特性将电网自动分解成若干控制区域，并可进行人
工调整;
b)网省A VC主站能够对合环运行的500kV和220kV电网进行分区，能基于电气距离
或灵敏度自动确定分区边界和分区个数.分区的基本要求包括：每个子区域有足够的无功电源以控制本子区域的电压变化；尽可能的减少相邻子区域自动电压控制的相互影响。

c)地区A VC主站能够依据网络拓扑分析将电网划分成若干个控制区域，每个控制区
域由连接到同一220kV节点的主变区域组成，主变区域指由220kV变电站的主变
及变中侧（110kV侧）供电的所有110kV变电站(包括110kV变电站连接的其它
110kV变电站)组成的区域;当该区域不存在220kV节点时，则将连接到同一电源点
的区域电网看作一个控制区域。

d)当分区个数或边界发生变化时，可自动给出告警信息；
e)分区的启动方式应包括周期启动、拓扑变化启动和人工启动;
f)可以直观的方式自动展示A VC控制区域划分的结果。

5.3 运行监视
实现对电网当前无功电压信息进行监视,并以直观的方式展示监视结果,至少包括：
a)监视范围包括控制区域的无功电源与无功负荷、厂站的无功电源与无功负荷、线路
的无功潮流、中枢点及考核点的电压、关口无功及功率因数等，能根据参数设置在
有关监视目标越限时给出告警;
b)能根据SCADA数据，实时统计所辖电网全系统、各控制区域、各主变区域、各变
电站以及各电厂的无功备用,并进行分层分类统计,能根据参数设置在无功备用不足
时告警并提示。

地区A VC无功备用的统计方法参见附录B地区A VC无功备用统
计方法；
c)能实时显示控制设备对于控制目标曲线的追随情况.
d)对于所有监视信息可以按控制区域进行分区显示；
e)可实时监视控制发电机的实时运行信息，包括发电机当前有功、当前无功、增减磁
闭锁信号等；
f)可实时监视变电站无功设备的运行信息，包括调相机当前无功、增减磁闭锁信号等，
当前投运、退出及可投切的电容器、电抗器，变压器分接头档位，SVC当前无功
等；
g)可实时监视A VC主站控制策略、控制时间、策略依据以及子站命令执行状态；
h)可实时监视优化后的有功损耗和网损率，可按电压等级、区域、设备等分类统计；
i)可以实时监视当前A VC 系统的运行工况，包括当前控制工作状态（开环/闭环/闭
锁)、数据采集的刷新周期、优化策略计算的周期等；
j)可实时监视电厂A VC子站的运行工况，包括当前运行状态（投入/退出/闭锁)、当前控制模式（远方控制/就地控制）等。

5.4 电压计划曲线
a)具备从EMS导入或手工录入母线电压曲线(包括上限曲线、下限曲线,下同）的功
能；
b)具备修改母线电压曲线的功能,并能够通过SCADA下发电压曲线;
c)可根据历史电压曲线自动生成默认电压控制曲线；
d)可依据电压曲线进行无功电压控制决策，使得母线电压运行在曲线带宽范围内。

5.5 无功电压控制
能根据电网的实时状态给出控制策略，并实现策略的闭环控制。

所给出的控制策略符合无功分层分区就地平衡的原则,并能支持分时段控制策略。

5.5.1 控制对象
网省A VC主站的控制对象重点包括调管电厂发电机组、500kV变电站(海南为220kV）低压侧并联电容器、电抗器、SVC、STACOM等无功设备和下级A VC主站。

地区A VC主站的控制对象重点包括110kV-220kV变电站站内有载调压变压器、电容器/电抗器、地调调管电厂发电机组.
5.5.2 无功优化
无功优化在满足电网正常运行和安全约束的前提下，以网损最小为优化目标,给出母线电压和关键联络线无功的优化设定值。

应满足以下要求：
a)无功优化目标包括受控电厂、变电站母线电压合格、主变功率因数合格、无功分层
分区平衡、关口无功交换合理等。

控制目标可通过A VC参数设置调整优先级;
b)无功优化计算应以状态估计结果为依据进行计算，状态估计运行质量不好或计算发
散时，应提供相应的后备措施(如按电压校正控制策略或按电压计划曲线控制)，保
证控制指令的不间断下发;
c)参与优化的变量应包括发电机无功、调相机和SVC无功、主变分接头、电容/电抗
器等无功设备；
d)约束条件应包括母线电压约束、发电机无功功率约束、调相机和SVC 无功功率约
束、分区无功储备和关口功率因数约束，以及主变分接头、电容器组和电抗器组的
调节范围等;
e)应选用成熟优化算法，满足收敛性和实时性要求；
f)优化结果应包括分区中枢母线电压和关键联络线无功的设定值、优化前后的网损对
比、优化前后控制变量的对比以及优化前后各种约束条件是否满足；
5.5.3 控制模式
A VC支持以下控制模式,可通过人工切换：
a)开环控制：给出控制策略供运行方式分析使用，不下发控制指令；
b)闭环控制：给出控制策略,并通过SCADA系统下发遥控遥调命令.
5.5.4 网省AVC控制策略
a)能够实现全网分层分区的有效协调，实现本地调度机构与下级调度机构间的电压协
调控制；
b)能进行全网的无功电压优化控制策略的计算，也能按区域进行无功电压控制决策，
且单个区域的计算失败不影响其它区域计算的进行；
c)能够实现无功电压连续调节手段和离散调节手段之间的协调控制,控制策略应满
足：
1)变电站的电容电抗器应优先动作,使发电机、调相机和SVC保持足够的动态无功储
备；
2)应由发电机无功功率等连续调节设备实现电压的精细调节；
3)控制执行过程中，应考虑离散调节设备和连续调节设备的动作时序,减少电厂和变
电站之间不合理的无功流动。

d)具备应对控制策略计算失败的应对措施。

e)当电压越限时，应优先进行电压校正控制使电压回到正常范围.
5.5.5 地区AVC控制策略
控制策略包括站级控制策略和区域控制策略。

站级控制策略是实现变电站站内母线电压合格以及主变功率因数合格的必要手段。

站级控制策略满足以下要求：
a)A VC应具备基于九区域图原理（或其扩展）进行站级控制决策的功能，并能以配
置的方式实现各区域(指九区域图中的区域)控制规则的人工定制，除可按系统进行
各区域控制规则的定制外,还可针对指定的变电站进行单独定制；
b)为兼顾区域控制目标的实现，在全网范围内考虑控制约束条件,协调区域内各变电
站的控制，实现无功的分层分区平衡,站级控制策略必须受区域控制策略的协调;
c)站级控制策略能通过组合动作策略解决单一策略过调的情况；
d)能够根据负荷时段,合理选择调整容抗器或者分接头；
e)当电压越限时，应优先进行电压校正控制使电压回到正常范围。

区域控制策略是在控制区域范围内综合考虑约束条件，协调区域内各变电站控制策略，降低调节动作次数，实现关口功率因数合格、母线电压合格、无功分层分区就地平衡的必要手段.区域控制策略满足以下要求：
a)区域控制策略可以采取供区协调优化控制策略或基于专家规则的控制策略,但应优
先从低电压等级向高电压等级无功逐级就地平衡,再由高电压等级向低电压等级进
行电压调节，支持以配置的方式实现区域控制规则的人工定制;
b)区域控制策略能通过协调上级变压器分接头的动作和变电站控制策略，降低所供电
区域的容抗器动作次数；
c)区域控制策略能通过组合动作策略解决单一策略过调的情况；
d)在网络模型参数准确，量测精度高，调度员潮流准确性满足要求的前提下，宜采取
基于优化潮流算法的区域控制目标；
e)以控制区域为对象计算控制策略，单一控制区域的异常不影响其他正常区域的控
制。

f)具备应对控制策略计算失败的应对措施。

5.5.6 灵敏度计算与潮流校核
能够按照人工设置、自动计算、历史统计等方法计算无功控制设备调节对区域内各母线电压影响的灵敏度。

具备灵敏度或潮流校核功能，对给出的控制策略能进行预控评估,避免控制振荡.
5.5.7 设备控制限制
控制策略满足以下对设备控制的限制：
a)能够对无功设备控制次数及时间间隔进行设置，防止设备频繁调节;
b)能够分时段设置无功设备控制次数限制；
c)能够对反向调节时间间隔进行设置，防止调节振荡；
d)可根据拓扑自动辨识变压器是否并列运行,对并列变压器分接头进行同步调节,防止
无功环流；
e)能够对主变分接头可调档位限制进行设置；
f)能够对控制设备的状态与控制策略进行校核,防止对已投运的电容/电抗器控合或对
已退出的电容/电抗器控分等；
g)能够对无功设备的控制步长进行设置，防止控制对电网产生大的波动；
h)h）能够防止同一个变电站同时投入电容器、电抗器。

5.5.8 控制闭锁
A VC闭锁是指运行条件触发安全策略,A VC自动暂停控制，是异常情况下闭锁相应设备控制的可靠性措施与手段。

分为系统级、厂站级和设备级。

A VC解锁是指运行条件恢复到正常运行条件,A VC恢复正常控制，分为自动解锁和人工解锁.
在以下情况，应闭锁相应设备控制:
a)当所控制的设备保护动作，参见附录A；
b)当控制命令发出超过一定的时间，控制设备仍不动作或多次控制不动作;
c)控制设备的动作次数超过规定的每天最大次数或超过设定时段的最大次数；
d)变压器档位一次控制变化大于一档(即一次只能调节一档)；
e)变压器过负荷或无功越限时；
f)控制设备就地控制时;
g)控制设备非A VC控制动作时；
h)当控制设备量测数据无效、异常和错误时;
i)高压母线低电压运行时自动闭锁变压器分接头的调整，保证系统的电压稳定;
j)设备挂牌检修时；
k)其他需要闭锁相应设备控制的情况；
在以下情况，应闭锁厂站所有设备控制：
a)厂站实时数据异常；
b)厂站未投入主站AVC控制时；
c)厂站关口无功功率超出设定的闭锁限值；
d)厂站关口高压侧母线电压超出设定的闭锁限值.
在以下情况,应闭锁A VC系统控制：
a)电网发生低频振荡；
b)电网发生大面积电压异常；
c)A VC获取SCADA实时数据异常。

发生闭锁后,若相关闭锁条件消除，A VC可自动解锁和人工解锁。

5.5.9 实时数据处理
具备以下实时数据处理功能：
a)能够处理实时数据的量测质量位，防止使用无效量测；
b)具备数字滤波功能，对所有生数据进行数字滤波，保证无功电压控制数据源的准确
性，防止数据突变引起误控；
c)能够对SCADA数据进行辨识，检查错误量测、开关状态，并列表显示，对重要数
据错误具备报警功能；
d)能够处理挂牌信息。

5.5.10 保护信号处理
具备以下保护信号处理功能：
a)能够处理保护信号，支持瞬动或自保持、自动复归等各类保护信号；
b)能够根据设置的限制条件生成主站端闭锁信号，支持人工复归、自动复归两种类型；
c)能够对站端保护信号与主站端闭锁信号进行合并，并以此判断无功设备是否可控。

5.5.11 事件与告警
具备各种异常情况下告警功能，具备监测、应对通讯中断的措施。

具备完善的事件与告警管理功能,可以定义、记录、监视、确认及查询运行过程中产生的各种事件与告警内容.
可以对不同类型用户定制告警内容及告警方法。

5.5.12 记录、统计与查询
具备以下记录与统计功能：
a)能够记录所有控制方案、控制命令以及控制设备动作情况,实现受控厂站、控制设
备相关控制信息的统计与分析功能；
b)能够记录设备的控制次数、动作次数、正确动作次数、拒动次数，并可分时段统计
查询；
c)能够记录电压和关口功率因数曲线；
d)能够记录A VC子站设备或控制装置的运行状态，并进行统计和评估；
e)能够分时段统计电压合格率、功率因数合格率；
f)能够记录和统计AVC各项性能指标。

对上述记录与统计内容均可以直观的方式方便地按时间、全系统、区域、厂站、设备、类型进行查询、制作曲线图和生成报表。

5.5.13 上/下级协调控制
各级调度机构应支持上下级协调的电压控制,实现无功的分层分区平衡，降低网损。

各级调度机构通过分解协调,满足多种控制约束条件和指标。

a）上级调度通过控制策略给出下级调度的协调目标，下级调度通过闭环控制跟踪上级下发的协调目标；
b）协调目标包括采用母线电压和无功交换的设定值或合格范围；
c）上级调度在计算下级协调目标时，应考虑下级电网的调节能力;
d）下级调度在跟踪上级下发的协调目标时,应将上级调度下发协调控制策略作为约束条件，结合本级控制目标形成相应的控制策略；
e）下级调度具备对上级调度的A VC协调控制目标的校验功能，对异常的协调控制目标能够闭锁并告警；
f）下级调度具备将本级A VC运行信息及区域电网无功备用的统计数据上传上级调度的功能；
g）下级调度具备与上级调度A VC进行协调控制模式和当地独立控制模式.上下级电网
A VC通信中断时，各级电网能自动切换至本地独立控制模式运行.
5.5。

13.1 网省AVC协调控制
a)协调控制目标
对总调调度的500kV变电站，以主变中压侧关口无功作为网省A VC协调控制的目标；对中调调度的500kV厂站,以厂站的500kV母线电压作为协调控制的目标。

b)控制接口
1)中调A VC应实现将自身运行状态信息上送总调AVC，包括：系统是否闭环运行、
是否与总调A VC协调控制、上送数据信息刷新时间。

2)对总调调度的500kV变电站，中调A VC应实现将500kV 变电站主变中压侧所
带区域无功备用上送总调A VC,包括：主变中压侧的无功上调节裕度、无功下调
节裕度。

同时中调A VC应上送500kV变电站中压侧母线电压可接受上、下限值。

中调无功备用计算方法见附录C。

3)对中调调度的500kV电厂和变电站,不需要上送信息。

4)中调A VC接收总调A VC下发的协调控制目标。

对总调调度的500kV变电站包
括：500kV变电站主变中压侧无功上、下限值、控制目标刷新时间；对中调调
度的500kV厂站包括：500kV母线协调控制设定值、500kV母线电压实时量测
参考值、控制目标刷新时间.
5.5.13.2 省地A VC协调控制
a)协调控制目标
以220kV变电站主变高压侧关口功率因数(或无功）作为省地A VC协调控制的目标，以220kV母线电压上、下限曲线作为约束条件。

b)控制接口
1)地区A VC应计算220kV主变所带区域无功备用并上送省网A VC,包括：主变区
域的A VC可增无功、A VC可减无功，总可增无功、总可减无功。

地调在计算
A VC可增减无功时，应考虑地调220kV主变区域A VC系统可控的可增减无功；
在计算总可增减无功时,应考虑地调220kV主变区域全部可增减无功(包含非
A VC控制部分无功备用).
2)地区A VC应实现将自身运行状态信息上送省网AVC,包括：系统是否闭环运行、
是否与中调联调、信息刷新时间。

3)地区A VC接收省网A VC下发的协调控制目标，包括：220kV站主变高压侧无
功或功率因数的上下限、控制目标刷新时间。

5.5.14 性能要求
A VC应统计以下指标：
a)A VC厂站覆盖率,
其中，A VC控制厂站数为接受A VC功能闭环控制的厂站数目,调度管辖范围内厂站
总数指本级调度管辖的110kV及以上变电站数及按照运行规范应投入A VC控制的
电厂数之和。

统计方式：按分钟计算A VC厂站覆盖率，自动计算日、月的平均厂
站覆盖率；
b)A VC功能月可用率≥ 98%,
;
c)A VC月控制成功率≥ 90%，
AVC月控制合格率=AVC月控制成功次数
全月控制总数
×100%
其中,；
d)A VC单次无功优化计算时间< 30秒
e)A VC单次控制策略计算所用时间(包括画面数据刷新时间）< 10秒;
f)A VC控制周期:30秒~5分钟（可调）
6. 电厂AVC子站
6.1 控制模式
6.1.1 母线电压控制模式
电厂子站系统接收调度主站系统下发的电厂变高侧母线（节点)电压控制目标值后，根据电压控制目标值，按照一定的控制策略，通过计算自动得出电厂需要承担的总无功功率，将总无功功率合理分配给对应每台机组，A VC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力，使电厂变高侧母线（节点）电压达到控制目标值，实现全厂多机组的电压无功自动控制.
一般情况下,发电厂都应采用母线电压控制模式。

6.1.2 单机无功控制模式
电厂子站系统直接接收调度主站系统下发的每台机组的无功出力目标值，A VC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力，最终使各机组无功出力达到目标值.
6.2 控制方式
6.2.1 调度远方控制方式
调度主站系统实时向电厂侧AVC子站系统下发电厂变高侧母线（节点)电压控制目标值，根据该电压控制目标值,按照一定的控制策略，计算出各台机组的无功出力目标值，或者A VC主站实时向电厂侧A VC子站系统直接下发各机组的无功出力目标值，由A VC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力,使电厂变高侧母线(节点)电压或者各机组无功出力向目标值逼进，形成电厂侧A VC子站系统与调度主站系统的闭环控制。

6.2.2 就地控制方式
电厂A VC子站在就地控制方式下，根据调度下发的电厂变高侧母线（节点）电压计划曲线或者手工设定的电压目标值进行调节。

6.3 电厂子站系统设计要求
6.3.1 电厂子站系统调节方式
电厂子站系统应具有脉冲调节方式、脉宽调节方式或设值方式，可适应各种A VR的接口特性，其输出至发电机组的励磁调节控制系统.但当A VC子站系统的装置异常或约束条件成立时，A VC功能自动退出,并输出一个告警信号。

6.3.2 电厂子站系统功能规范
6.3。

3.1 接口标准
1)具备串行通信口和以太网口，并可以进行扩充；
2)支持多种通讯方式，包括专线通信方式和网络通信方式，支持DL/T634.5.101-2002、
DL/T634.5.104—2002等常用标准规约；。